大型变压器开放式油枕的缺陷分析和改造

大型变压器开放式油枕的缺陷分析和改造

[摘要] 简述了某核电站主变绝缘油中含气量偏高现象，对其原因及其危害性进行了分析，找出了缺陷所在——开放式油枕结构不合理，并进行了合理改造。改造后变压器绝缘油中含气量问题得到有效解决。

[关键词] 变压器 油中含气量 油枕 呼吸器

1.概况

某核电站主变为英国ALSTOM公司制造的单相式双绕组、强迫油循环风冷变压器，电压比515/ ±2×2.5％kV/22kV、额定容量277MVA，每相绝缘油 58.6 m3，油枕油1.79m3、开放式运行，绝缘油牌号为NYNAS GBN-10。调试时含气量大于厂家要求的2％，运行期间含气量大于《电力设备预防性试验规程》要求的3％。

2.调试和运行期间的绝缘油中含气量的变化

2.1调试时油样分析结果显示主变A、B、C三相绝缘油含气量分别为：A相2.2％，B相2.8％，C相2.2％，均超过厂家要求的2％。

2.2投运后，多次油样分析结果显示主变绝缘油中含气量呈上升趋势，而后趋于基本稳定：4.5～5.3％之间。表1记录了主变运行10个月后绝缘油中的含气量（如表1所示）。

由此可以看出变压器油中含气量在运行期间基本稳定在4.5～5.3％之间，超过《电力设备预防性试验规程》要求的运行油含气量不大于3％，由于变压器所采用的是油与空气

直接接触的防潮结构，不能判定为不合格，但高含气量会对变压器运行产生不利影响，将引起变压器油的氧化老化、同时加速固体绝缘材料的老化。

3.问题分析及排查

气体在绝缘油中一般是以溶解状态存在的。变压器油中溶解气体产生的三个原因：一是外部引入；二是变压器油在试验或运行中裂解产生的氢、烃类气体；三是固体绝缘自然劣化和遭到破坏时释放到油中的CO、CO2等气体。一般情况下，气体溶于绝缘油中不妨碍变压器的运行，但当气体达到饱和状态时，由于温度的升高和气压的降低，会使气体以气泡形式析出，气泡在电场力的作用下被拉成狭长体，与变压器油的绝缘性能存在较大差异，致使在气泡中产生局部放电，甚至导致绝缘闪络[1]。因此高压大容量变压器都对变压器油中的含气量有严格控制标准，表2列出了500kV级变压器对含气量的要求（如表2所示）。

对于该核电站主变油中气体含量超标应从分接开关接触不良，绕组及绝缘中残留吸收的气体等情况综合考虑。

对于分接开关接触不良产生过热、放电这一假设，由于主变压器采用德国MR公司生产的UI型无载分接开关，之前进行的所有分接挡位下直流电阻测试结果都满足设计要求，动、静触头接触良好且与绕组连接可靠，而且在局放试验加压过程中不可能进行挡位切换，所以不会产生电弧放电，可以排除分接开关接触不良对乙炔含量超标等的影响。

变压器在制造过程中，器身某些部位存在毛刺、尖角，在出厂耐压试验过程中承受高电场引起放电，电解产生的气体吸附在变压器器身多孔绝缘纤维材料上，在现场安装工作结束后，进行真空注油，经过长时间静置，绝缘纤维材料内吸附的气体缓慢释放到变压器

油中。另一方面在局放试验中，也会有这种情况产生。从理论上分析，如果在正常工作电压下这些部位不产生放电，也就是没有新的气体产生，那么经过真空滤油机的循环脱气处理可以彻底消除这些影响。

排除上述可能后，目标锁定在油枕开放式结构上。主变油枕内覆盖在油面上的是空气，利用热虹吸效应，通过进气管和出气管与“致冷干燥呼吸器”相连，此系统采用“珀耳帖”原理[2]，通过改变热电模块的电源极性，使其在致冷和除霜模式之间切换，从而使内部流通空气的金属管道的温度随之变化。在制冷模式下，油面上的空气流经管道，空气中的水分冷凝成冰粒或水珠，附着在管壁上，经过干燥的空气回到油枕内，此过程持续时间设定为5.75小时。制冷模式结束后自动切换到除霜模式，温度升高，将金属管道内的冷凝物融化并通过排水口排出呼吸器，此过程持续时间设定为0.25小时，结束后自动切换为制冷模式。当油枕内油面下降时外部空气从通气口进入此循环系统，通过制冷除湿后进入油枕，保证油枕内部空气的干燥。当油枕内油面上升时油枕内空气通过通气口排出呼吸器。具体结构见图1。

采用此种结构的制冷干燥器和油枕可以保证变压器油面上覆盖气体的干燥，但经过真空脱气处理的变压器油还是与空气直接接触，时间越久，吸收并溶解的空气量就越大，经过一定时间就会达到饱和状态，空气中的氧气溶解在变压器油中，在高温和电压的作用下会加速油的氧化，油氧化过程中氧和油中不饱和碳氢化合物化合生成饱和碳氢化合物；油氧化生成稳定氧化物和有机酸，酸价增高，酸对固体绝缘和金属起腐蚀作用，降低油的绝缘强度；油继续氧化使酸性产物达到一定浓度，并开始聚合和凝缩，析出水分和生成中性的高分子树脂及沥青质，达到一定浓度后油呈现浑浊胶凝状态，产生油泥。决定变压器油氧化的主要因素是氧气，而温度是其条件。温度每上升10℃，油氧化速度增加一倍。另外，阳光、电场和水分对氧化物生成的量影响很大。绝缘油的氧化程度可由水溶性酸或酸碱价来反映，酸价的增加表示油已开始处于氧化阶段[1]。而测量绝缘油的介质损失角正切能灵

敏的反映绝缘油在电场、氧化、日照、高温等因素作用下的老化程度，也能灵敏的发现绝缘油中含水分、杂质的程度。《电力设备预防性试验规程》对500KV级变压器的水溶性酸及介损要求如表3。

图1油枕内空气呼吸器结构图

因此，可以判定，主变油中含气量的升高，是由于主变油枕的结构所引起的。

4.主变油枕改造

由于主变油枕为开放式结构，变压器油与空气直接接触。两年运行经验表明，这种结构的油枕导致变压器油中含气量高，目前国内几乎没有此类变压器的运行经验，但《电力设备预防性试验规程》规定运行中的500kV级变压器含气量不超过3％。另由于半导体式呼吸器的故障频率很高，故障后不能除去空气中的水分，加装的硅胶呼吸器的除湿功能有限，使得变压器绝缘油的水分升高到最高7.4mg/L，接近注意值10 mg/L。加剧了变压器的运行风险，影响变压器的使用寿命。因此决定改造成国内普遍使用的胶囊式油枕。

重新设计加工的胶囊式油枕的有效容积与原油枕一致（油量1.79 m3 /15℃），胶囊接普通硅胶呼吸器。硅胶呼吸器应满足主变呼吸量的需要。每相主变油量58.6 m3，同时油枕与变压器的接口满足现场的要求。油枕上的附件应齐全，包含油位指示器及硅胶呼吸器等。

4.1变更设计

（1）将原开放式油枕替换为胶囊式油枕。

（2）新油枕应能与主变匹配，且能满足主变绝缘油体积变化；硅胶式呼吸器的尺寸应能与油枕的尺寸匹配。

（3）新油枕与变压器各接口法兰应按照原有油枕的尺寸设计制造，油枕与高压侧中性点套管端部最近点的距离不允许减小

（4）现场安装尺寸的测绘要求由设计生产厂家进行。

（5）新油枕的重量不应对变压器本体产生影响。

（6）油枕应能满足抽真空注油要求，其真空阀应选用油值、性能稳定的阀门。

（7）胶囊应能与油枕匹配，且选用进口优质胶囊；并进行胶囊与油枕强度试验。

（8）胶囊应能适用于原变压器油（油型号为NYNAS GBN-10）。

（9）新油枕应满足相关国家标准。

变更后的油枕示意图见图2。

图2变更后油枕示意图

5.结论

油枕改造后，主变的运行状况良好，变压器油中含气量一直稳定在2.5%以下，小于《电力设备预防性试验规程》要求的3％。经过一年多的运行考验，证明主变油枕的改造是成

功的。

参考文献:

[1]薛伍德.变压器油中溶解气体的现场监测和故障诊断［J］变压器.

[2] ALSTOM公司. 单相主变压器安装和维修手册 98-51040-MM-6069 Rev.02.

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